2023火电厂烟气脱硝技术导则

火电厂烟气脱硝技术导则DL/T××××—××××目 次DL/T××××—××××前言 Ⅱ范围 1规范引文件 1术语定义 1总则 2SCR硝 2SNCR硝 4SNCR-SCR合硝 4监测控制 5性能核 5运行护 5附录A资性）用还剂点 6附录B（料）SCR气硝负投案 6附录C（料）脱系统行护期内容 7IDL/T××××—××××火电厂烟气脱硝技术导则DL/T××××—××××范围本文件适用于火电厂燃煤锅炉的烟气脱硝装置，燃气、燃油等锅炉可参照执行。（GB/T21509 GB/T31584 GB/T31587 GB/T34339 GB/T35209 GB50016 GB50160 DL/T260 DL/T1286 DL/T2090 DL/T5480 HJ562 HJ563 下列术语和定义适用于本文件。3.1选择催还（SCR）脱硝 selectivecatalyticreductiondenitrification在催化剂的作用下，还原剂有选择性地与烟气中的氮氧化物（主要是NO和NO2）发生化学反应，生成氮气和水的一种脱硝方法。3.2选择非化原（SNCR）脱硝 selectivenon-catalyticreductiondenitrification在没有催化剂的情况下，还原剂有选择性地与烟气中的氮氧化物（主要是NO和NO2）发生化学反应，生成氮气和水的一种脱硝方法。1DL/T××××—××××3.3DL/T××××—××××SNCR-SCR合硝 hybridSNCR-SCRdenitrification在SNCR脱硝的下游设置SCR脱硝，联合脱除烟气中氮氧化物（主要是NO和NO2）的一种脱硝方法。总则NOxSCRSNCRSNCR-SCRGB/T21509GB/T34339、GB50016GB50160DL/T5480SCRSCR逃逸氨浓度宜控制在2.3mg/m3（标准状态，干基，6%O2）以内，单层催化剂SO2/SO3转化率应小于0.5%。SCR4m/s~6m/s1000Pa。SCR催化剂布置宜根据脱硝性能要求采用“2+1”或“3+1”模式，可置于常规SCR反应器或锅炉后竖井烟AIG/（5%。2DL/T××××—××××GB/T31584GB/T31587DL/T××××—××××20g/m36.0mm时，宜选用节距8.0mm40g/m325g/m36.0mm时，宜选用节距6.5mm50g/m325g/m36.0mm25g/m3～35g/m3时，宜选用节距8.0mm及以上的催化剂。4%2%SO2/SO30.4%a）对失效且性能不满足使用要求的催化剂，应优先选择再生，并满足GB/T35209的要求。b）对于不能或不宜再生的催化剂，应报废处置，并满足DL/T2090的要求HJ562采用蒸汽吹灰时，吹灰器喷嘴与催化剂间距宜为500mm，对应的减压阀后蒸汽压力应控制在0.6MPa~1.0MPa，过热度应不低于50℃。50g/m3可供选择的还原剂有：液氨（NH3）、尿素（CO(NH2)2）和氨水（NH3·H2O）。常用还原剂特A。（GB50160GB50016562HJ563通过流场模拟优化催化剂前烟道和反应器内部的设计布置，达到烟气中NH3与氮氧化物的均匀分DL/T5480的85%时，NH3/NOx3%GB/T34339的要3DL/T××××—××××SCRSCR15%。DL/T××××—××××SCRSCR根据低负荷下SCR（包括入口烟气量、烟气温度和分布、SO3NH3浓度及H2O）低负荷下的SCR“B。SNCRSNCRSNCR（）0.5s。7.6mg/m3（6%O2）SNCR0.3（以NH3浓度5%（）SNCRSNCR-SCRSNCR-SCRSNCRSCR1+0”或“1+1SCRSCR4DL/T××××—××××DL/T××××—××××SCR运行中应定期对还原剂流量调节阀、流量计及烟气排放连续监测系统（CEMS）SNCR±10mg/m3SCR按DL/T260SCRDL/T1286的规定。SCRSNCRC。SCRDL/T128615μg/g5常用还原剂特点见表A.1。

DL/T××××—××××附录ADL/T××××—××××（）A.1项 目液 氨氨 水尿 素品质要求GB/T536，纯度99.0%及以上合格品GB126818%~30%GB/T总氮含量在46.0及以还原剂费用便宜较贵贵安全性有毒有害无害存储条件高压常压常压，干态存储方式液态液态微粒状制备方法蒸发蒸发热解、水解初投资费用便宜较贵贵运行费用便宜较贵贵设备安全要求GB150、《危险化学品安全管理条例》等相关规定《危险化学品安全管理条例》等相关规定无注：以产生单位物质的量的NH3比较得出。附录B（资料性）SCR烟气脱硝低负荷投运方案SCR烟气脱硝低负荷投运方案见表B.1。表B.1SCR烟气脱硝低负荷投运方案烟气温度-最低连续喷氨温度低负荷投运方案备注≥-10℃维持现有运行方式-20℃～-10℃提温≥10℃SCRSO34h内短时间低负荷运行，快速提升机组负荷并至少运行2h进行活性恢复。省煤器烟气调温旁路/水旁路提温≥10℃≤-20℃省煤器烟气调温旁路提温>30℃省煤器分级提温>30℃水旁路+热水再循环提温20℃~30℃6DL/T××××—××××附录CDL/T××××—××××（资料性）脱硝系统运行维护周期及内容脱硝系统运行维护周期及内容见表C.1。表C.1脱硝系统运行维护周期及内容序号项目内容目的运行维护周期一、日常运行维护1吹灰器检查预防，并保障正常运行。日常巡检2SCR脱硝性能参数NH3空气预热器阻力等。监测所有性能每月图表分析与总结3灰中氨含量分析收集除尘器下方飞灰，检测灰中的氨浓度。监控逃逸氨情况1次/与总结4CEMS仪表的检查与标定检查与标定保障正常运行根据当地环保部门要求5NH3/NOx摩尔比分布、喷氨优化调整试验NH3优化脱硝设备性能1次/年6最大安全脱硝效率试验SCRSCR为运行及催化剂寿命管理提供参考数据，保障安全运行。1次/年二、停炉检修维护1反应器内部检查检查反应器内部及催化剂积灰、损坏情况保证反应器内部和催化剂上方清洁每次停炉检查2喷氨格栅的喷嘴检查喷嘴检查与清灰保障喷氨格栅正常运行3SNCR脱硝喷射系统喷枪磨损、堵